Gases Renovables | Renewable Gases FuturEnergy | Mayo May 2019 www.futurenergyweb.es 51 90 MWh a 47-57 MWh en 2050. Estos costes reflejan una penetración a gran escala de la gasificación de biomasa en biometano, en puntos cercanos a las redes de gas existentes, así como una mayor producción local de biometano en digestores. Una evaluación de la viabilidad de aumentar la producción de metano renovable mediante la metanación del CO2 capturado en el proceso de transformación de biogás a biometano (upgrading), mostró que esta tecnología podría aumentar el potencial del metano renovable, aunque los costes seguirían siendo algo más altos que los del biometano o el hidrógeno. Hidrógeno verde La generación eólica y fotovoltaica dedicada podría producir hidrógeno verde como producto principal. Navigant descubrió que existe un gran potencial teórico de eólica marina y fotovoltaica, que va más allá de la proyección de energía renovable de la UE estimada para 2050. Esto significa que el potencial técnico para la producción de hidrógeno verde es prácticamente ilimitado. Sin embargo, existen consideraciones como los riesgos de cambio de uso de terrenos asociados con un aumento de fotovoltaica que no se instalaría en tejados y los usos del mar, que compiten con la eólica marina, y que limitarán el potencial del hidrógeno verde. El coste del hidrógeno basado en la electricidad renovable dedicada pueden llegar a unos 52 €/MWh. Navigant descubrió que el transporte por tubería de hidrógeno verde es el más económico y que el envío de hidrógeno probablemente seguirá siendo caro debido a los altos costes de la licuefacción. Si bien las importaciones de hidrógeno a la UE son posibles, la opción más probable sería que el hidrógeno producido en regiones vecinas (por ejemplo, Norte de África) sea transportado a Europa a través de tuberías. Es posible mezclar hidrógeno con metano, pero es poco probable que sea la solución óptima para 2050. Hidrógeno azul, un valioso portador temporal de energía Navigant concluye que el potencial técnico para el hidrógeno azul basado en utilizar la captura y utilización permanente de carbono (CCU en inglés) en la UE es pequeño. Sin embargo, el hidrógeno azul basado en la captura y almacenamiento de carbono (CCS, en inglés) puede escalarse hasta cantidades muy grandes en un período de tiempo relativamente corto hasta 1.500 TWh, o 142 bcm de gas natural equivalente. Sin embargo, actualmente la limitada aceptación política es una barrera para escalar esta tecnología. Para aumentar la aceptación política, los responsables de la formulación de políticas pueden garantizar que el hidrógeno azul desempeñe una función como combustible puente para lograr emisiones netas nulas más rápidamente en comparación con un sistema completamente renovable. Para garantizar que el hidrógeno azul sea un gas cero emisiones en 2050, el 5-10% restante de CO2 no capturado debe compensarse en otro lugar del sistema energético. Esto se puede hacer utilizando biometano en combinación con CCS. En 2050, el coste estimado del hidrógeno azul es comparable al del hidrógeno verde. Esto significa que se requiere una política proactiva para garantizar la ecologización del suministro de hidrógeno. Demanda de electricidad y gas en 2050 en ambos escenarios Ambos escenarios requieren un gran aumento de la electricidad renovable. Además, la descarbonización completa del calor industrial de alta temperatura requiere una parte de gas renovable en ambos escenarios. Sin embargo, existen diferencias significativas emissions renewable gas, in the sense that any remaining lifecycle emissions can be compensated by negative emissions created in agriculture on farms producing biomethane. Regarding potential biomethane cost reductions, the study concludes that production costs can decrease from the current €70–90/MWh to €47– 57/MWh in 2050. These costs reflect large-scale biomass to biomethane gasification close to existing gas grids, as well as more local biomethane production in digesters. An assessment of the feasibility of increasing renewable methane production by the methanation of CO2 captured in biogas upgrading showed that this technology could increase the renewable methane potential, although costs will remain somewhat higher than those of biomethane or hydrogen. Green hydrogen Dedicated wind and solar PV generation could produce green hydrogen as the main product. Navigant found that there is large theoretical potential of offshore wind and solar PV, going beyond the estimated 2050 EU renewable power projection. This means that the technical potential for green hydrogen production is virtually limitless. However, there are considerations such as the land use change risks associated with an increase in non-rooftop solar PV and competing sea uses to offshore wind that will limit the green hydrogen potential. The costs of hydrogen based on dedicated renewable electricity can come down to about €52/MWh. Navigant found that pipeline transport of green hydrogen is the most economical and that shipping hydrogen will likely remain expensive due to high liquefaction costs.While imports of hydrogen to the EU are possible, the most likely option would be hydrogen produced in neighbouring regions (e.g. North Africa) and being transported to Europe through pipelines. Mixing hydrogen with methane is possible however is unlikely to be the optimal solution by 2050. Blue hydrogen as a valuable temporary energy carrier Navigant concludes that the technical potential for blue hydrogen based on using permanent carbon capture and utilisation (CCU) in the EU is small. However, blue hydrogen based on applying CCS (carbon capture and storage) can be scaled-up to very large quantities within a relatively short timeframe to 1,500 TWh, or 142 bcm natural gas equivalent. However, limited political acceptance today is a barrier to scaling-up CCS. To increase political acceptance, policymakers can ensure that blue hydrogen plays a role as a bridge fuel to El primer tren del mundo de pila de combustible de hidrógeno ya circula por el norte de Alemania. The world’s first hydrogen fuel cell passenger train is now running in northern Germany. Foto cortesía de Alstom | Photo courtesy of Alstom
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